SY/T 7033-2024 钢质油气管道失效抢修技术规范

　　ICS75.200CCSE10

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T7033—2024代替SY/T7033—2016

　　钢质油气管道失效抢修技术规范

　　Specification for emergency repair of oil and gassteel pipelines

　　2024-09-24发布2025-03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/ T7033—2024

　　目次

　　前 言 Ⅲ

　　1范围 1

　　2规范性引用文件 1

　　3 术语和定义 1

　　4总体要求 2

　　5 抢修准备 3

　　5.1作业环境检测与评价要求 3

　　5.2 警戒布控要求 3

　　5.3场地准备要求 3

　　5.4运行准备要求 3

　　6抢修作业 4

　　6.1补板修复 4

　　6.2B型套筒修复 4

　　6.3引流式补强套筒修复 5

　　6.4补板式引流卡具修复 5

　　6.5 封头式卡具修复 5

　　6.6对开式卡具修复 6

　　6.7柔性卡具修复 6

　　6.8 换管修复 6

　　7 焊接及焊缝检测 7

　　7.1 在役管道焊接 7

　　7.2连头对接口焊接 8

　　7.3焊后保温 8

　　7.4焊缝检测 8

　　7.5缺陷的返修及返修验收 9

　　8防腐与标志 9

　　附录A (资料性)管道抢修方法示意图 10

　　前言

　　本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

　　本文件代替SY/T 7033—2016《钢质油气管道失效抢修技术规范》,与SY/T 7033—2016相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：

　　a) 更改了B型套筒焊接角焊缝与管道环焊缝距离要求(见6.2.3,2016年版的6.2.3);

　　b) 增加了B 型套筒焊接的超声波检测(见6.2.4);

　　c) 更改了最小换管长度(见6.8.2,2016年版的6.8.2);

　　d) 增加了消磁作业要求(见6.8.5);

　　e) 增加了换管管口组对要求(见6.8.6);

　　f) 更改了在役管道焊接允许压力取值(见7.13,2016年版的7.1.3);

　　g) 增加了自动焊相关内容(见7.1.7和7.2.2);

　　h) 删除了回火焊道工艺要求(见2016年版的7.1.7);

　　i) 更改了连头对接口焊缝无损检测要求(见7.4.2,2016年版的7.4.2);

　　j) 删除了分层无损检测要求(见2016年版的7.4)。

　　请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

　　本文件由石油工业标准化技术委员会油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。

　　本文件起草单位：国家管网集团北方管道有限责任公司、中国石油管道局工程有限公司、国家管网集团西南管道有限责任公司、国家管网集团西部管道有限责任公司、国家石油天然气管网集团有限公司西气东输分公司、中油国际管道有限公司。

　　本文件主要起草人：毕治强、刘少柱、李永宏、付立武、李景昌、徐葱葱、张晓春、齐健龙、刘金宝、陈娟、程志杰、贾永海、惠文颖、赵岩、姜征锋、尹航。

　　本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：

　　——2016年首次发布为SY/T7033—2016;

　　——本次为第一次修订。

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　　钢质油气管道失效抢修技术规范

　　1 范围

　　本文件规定了钢质油气管道失效抢修作业过程中的抢修准备、抢修作业、焊接及焊缝检测及防腐与标志。

　　本文件适用于陆上钢质长输油气管道的失效抢修作业。

　　2规范性引用文件

　　下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

　　GB/T 28055 钢质管道带压封堵技术规范

　　GB/T 31032 钢质管道焊接及验收

　　JGJ 46施工现场临时用电安全技术规范

　　SY/T4109石油天然气钢质管道无损检测

　　SY/T5918埋地钢质管道外防腐层保温层修复技术规范

　　SY/T6524石油天然气作业场所劳动防护用品配备规范

　　3术语和定义

　　下列术语和定义适用于本文件。

　　3.1

　　失效failure

　　管道泄漏或虽未泄漏但管道本体及焊缝存在缺陷影响管道安全运行的情况。

　　3.2

　　抢修emergencyrepair

　　管道失效后采取的紧急修复措施。

　　3.3

　　危险区hazardous area

　　高于爆炸下限值(LEL)10%的区域。

　　3.4

　　禁入区forbidden area

　　高于爆炸下限值(LEL)50%的区域。

　　3.5

　　对开三通splitfitting

　　SY/T7033—2024

　　用于管道开孔、封堵作业，法兰部位带有塞堵和卡环机构的全包围式特制三通。

　　3.6

　　B 型套筒typeBsleeve

　　由两片能够组成一个完整筒状的半圆筒组成，其内径匹配待修复管道的外径。维修时能整体包住待修复管道区域。

　　3.7

　　补板修复patch repair

　　通过焊接的方式在母材待修复区域覆盖一块弧板的修复方法。

　　3.8

　　引流式补强套筒修复vent type reinforcement sleeverepair

　　利用套筒短节位置的密封限制泄漏介质的扩散，通过短节连接支管将泄漏介质引流至安全区域，在缺陷区域创造安全的套筒焊接环境来进行抢修的方法。

　　3.9

　　补板式引流卡具修复vent type reinforcing patchclamprepair

　　利用补板短节位置的密封限制泄漏介质的扩散，通过短节连接支管将泄漏介质引流至安全区域，在缺陷区域创造安全的补板焊接环境来进行抢修的方法。

　　3.10

　　封头式卡具修复capclamprepair

　　利用封头型空腔罩住修复区域的突起物，由补板的密封限制泄漏介质的扩散，通过短节连接支管将泄漏介质引流至安全区域，在缺陷区域创造安全的补板焊接环境来进行抢修的方法。

　　3.11

　　对开式卡具修复splitmechanicalclamprepair

　　采用两块带有密封元件的弧形壳体组成的卡具，通过螺栓紧固的手段止住泄漏的一种修复方法。

　　3.12

　　换管修复pipe replacement repair

　　将存在缺陷的管段整体切除更换的修复方法。

　　3.13

　　在役管道焊接in-service welding

　　对输送原油、成品油或天然气等介质的管道在服役情况下进行的焊接操作。

　　4总体要求

　　4.1管道运营企业应制订管道失效抢修预案及相应的焊接工艺操作规程。

　　4.2抢修作业实施前，抢修作业方案应得到批准。

　　4.3抢修过程中使用的卡具、套筒、对开三通等物资承压等级应不低于管道设计压力。

　　4.4进入危险区的人员应佩戴正压式呼吸器，穿戴具有阻燃和防静电功能的劳保用品。

　　4.5进入有毒区域的人员应佩戴保护用具，防护用具配备应符合SY/T 6524的规定。

　　4.6危险区内作业应使用防爆机具。

　　4.7 抢修现场设备应按照JGJ46进行接地，入口处应安装静电释放桩。

　　4.8输油管道抢修作业现场应采取防渗、防扩散措施。

　　4.9抢修作业现场应有明显的安全警示标志。

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　　5抢修准备

　　5.1作业环境检测与评价要求

　　5.1.1抢修作业应提前进行作业前安全分析，并根据分析结果逐一列出相应的应对措施和保护措施。

　　5.1.2作业前，检查区域内的可燃气体含量，可燃气体浓度应低于其爆炸下限10%;若可燃气体浓度超标，应采取强制通风等措施保证作业环境的安全。

　　5.1.3作业前，应检测管道周边与市政管网等地下空间存在交叉、可能存在可燃气聚集空间的区域，如污水、排水管涵等。对发现有油气存在的空间，应扩大检测范围，查找油气蔓延的边界。

　　5.1.4在作业现场应由安全专业人员持续监测作业环境中可燃气体浓度，对危险区域采取强制通风措施。

　　5.1.5危险区内有毒气体及液体的毒性测试应采用直接读取的仪器测量，并根据测量结果采取相应的防护措施。

　　5.1.6监测人员应依据泄漏程度及危险性，及时发出安全警示，对于受限空间，氧含量应为19.5%~23.5%。

　　5.1.7 现场应识别失效的因素和种类，确定相应的抢修方法，管道抢修方法示意图见附录A。

　　5.2警戒布控要求

　　5.2.1应对抢修现场进行警戒与布控，在相关路口等重要地点设置警示标志。

　　5.2.2按照要求向当地政府进行报告，必要时配合进行相关疏散、隔离、交通管制等工作。

　　5.2.3现场应标示危险区和禁入区，应根据可燃气体浓度及时调整危险区和禁入区范围。

　　5.2.4危险区内的公路、铁路、河道应采取限制交通措施;厂矿、加油站等生产生活设施应停止生产，切断相关电源，及时疏散人员。

　　5.2.5对于输油管道泄漏的情况应采取开挖防渗集油坑、引流渠等紧急处理措施;对于油品可能流入河道等水体的情况，应采用收油机、围油栏、吸油毡等水上溢油处置设备物资进行防范与控制。

　　5.2.6对于介质进入涵洞、隧道、暗渠等场所，应采取有效的隔离、稀释、置换等措施。

　　5.2.7应设立风向指示标志，紧急集合点宜设置在泄漏点上风口相对开阔的位置。

　　5.3场地准备要求

　　5.3.1现场入场道路应满足进场要求。

　　5.3.2作业空间应满足抢修作业要求。

　　5.3.3若油气管道存在泄漏，开挖前应采取强制通风等措施降低可燃气体浓度，可燃气体浓度和氧气浓度满足5.1的要求时，方可进行开挖作业。

　　5.3.4开挖前，应查明管道走向和埋深，确认管道上方无其他隐蔽工程。

　　5.3.5作业坑应根据土质情况进行放坡或加固支撑。

　　5.3.6对于水位较高的情况，作业坑应采取降排水措施。

　　5.3.7作业坑管道两侧应设有安全通道，通道上不应有障碍物。

　　5.3.8夜间作业应设置防爆照明灯，并配备值班人员。

　　5.4运行准备要求

　　5.4.1应确认管道运行参数是否满足抢修作业要求。

　　5.4.2应进行必要的运行工艺调整，保证必要的抢修作业时间。

　　5.4.3 应确认满足抢修作业的工艺条件。

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　　6抢修作业

　　6.1补板修复

　　6.1.1补板焊接适用于管道表面金属损失缺陷的修复，焊缝缺陷不应采用补板修复。

　　6.1.2补板修复不宜用于管道设计压力高于6.4MPa 或管材钢级高于X60 的管道。

　　6.1.3补板弧板符合下列规定：

　　a) 弧板尺寸应覆盖金属损失区域外50mm,弧板的内弧长度与轴线长度不应超过管道外径的一半。

　　b)弧板的设计强度应大于或等于钢管的强度。

　　c)弧板宜采用与母材相类似的材质，厚度可按公式(1)计算：

　　……………………………………

　　(1) 式中：

　　δ——弧板的厚度，单位为毫米(mm);

　　P——计算压力，单位为兆帕(MPa);

　　D。——弧板外直径，单位为毫米(mm);

　　[o]——设计温度下护板材料的许用应力，单位为兆帕(MPa);φ——焊接接头系数，取1.0。

　　d)弧板形状不应有尖角，圆弧半径不小于25mm。

　　6.1.4补板修复焊接作业符合下列要求：

　　a) 补板弧板与管壁应贴合紧密，组对间隙应不大于5mm;

　　b) 角焊缝位置贴合间隙大于1.5mm的，角焊缝尺寸应在设计尺寸的基础上增加一个实际间隙量;

　　c) 焊接区域应将油污、锈蚀、涂层等杂物清理干净;

　　d) 焊接区域不应与原有管道焊道交叉。

　　6.1.5焊接完成后，应使用磁粉检测或渗透检测方法对角焊缝进行检测，表面应无裂纹、气孔、夹渣等焊接缺陷。

　　6.2 B型套筒修复

　　6.2.1 B型套筒修复适用于管道外表面金属损失、变形、焊缝缺陷等的修复。

　　6.2.2B型套筒设计符合下列要求：

　　a)B 型套筒长度不应小于100mm, 且套筒边缘距缺陷外侧边界不小于50mm。

　　b)B型套筒应具备不低于待修复管道的承压能力，为适应管道上的焊缝，可预先在套筒内壁对应位置开槽，且剩余壁厚应有足够的承压能力。

　　6.2.3B型套筒使用符合下列规定：

　　a)安装前应对安装区域进行清理，对安装区域内影响安装的焊道可打磨至与母材平整。

　　b) 对安装位置椭圆度和壁厚进行测量，应满足安装和焊接工艺要求。

　　c)B 型套筒装配到输送管道时，可使用链条、液压千斤顶等合适的机具调整对接接头的错边量等安装位置状态。

　　d)B型套筒安装后环向角焊缝和套筒外侧环焊缝间隔宜不小于管道外径0.5倍的距离，且不小 于150mm。

　　e)当B 型套筒长度超出4倍管径时，修复时应对被修复管道采取临时支撑措施，并分层回填， 避免冲击管道。

　　f)B型套筒的纵向对接焊缝焊接时应全部焊透。

　　g)纵向对接焊缝位置内侧应装配低碳钢垫板，厚度应不小于2mm,不准许焊到管壁上。

　　h)低碳钢垫板宜超出对开三通或B型套筒两端至少各100mm,用于焊接引弧或息弧。

　　i)B 型套筒壁厚大于1.4倍管道壁厚时，B型套筒与管道连接的环向角焊缝的焊脚高度和宽度不应小于1.4倍管道壁厚;B型套筒壁厚小于1.4倍管道壁厚时，焊脚高度和宽度应为B 型套筒壁厚与组对间隙之和。

　　6.2.4B型套筒焊接完成后，应对所有焊道采用磁粉检测、渗透检测或超声波检测等方法进行无损检测，表面应无裂纹、气孔、夹渣等焊接缺陷。

　　6.2.5B型套筒的其他使用方法：

　　a) 串联法：单个B 型套筒长度不满足管道修复长度时，可在B 型套筒串联部位安装一环形垫板，厚度应不小于2mm,使用对焊的方法连接两个B 型套筒。

　　b) 桥联法：单个B 型套筒长度不满足管道修复长度时，可用一稍大的B 型套筒连接管道上的两个B 型套筒。本方法也适用于以前维修的B 型套筒的角焊缝位置出现裂纹等缺陷的维修。

　　6.3引流式补强套筒修复

　　6.3.1 引流式补强套筒适用于管体泄漏缺陷的抢修。

　　6.3.2引流式补强套筒修复符合下列要求：

　　a) 安装后，应检测作业区域可燃气体浓度，若可燃气体浓度超标时，应检查密封的严密性，并采取强制通风措施降低可燃气体浓度;当可燃气体浓度满足5.1的要求时，清除套筒纵向对接焊缝及环向角焊缝管线位置的油漆及防腐。

　　b) 引流式补强套筒安装应符合6.2.3的规定。

　　c)焊接完成后，应将引流孔封堵。

　　6.3.3 全部作业完成后，应对所有焊道采用磁粉检测或渗透检测等方法进行无损检测，表面应无裂纹、气孔、夹渣等焊接缺陷。

　　6.4补板式引流卡具修复

　　6.4.1补板式引流卡具修复适用于管道腐蚀、穿孔等泄漏缺陷的抢修。

　　6.4.2补板式引流卡具修复不宜作为管线的永久性修复。

　　6.4.3补板式引流卡具修复符合下列规定：

　　a)补板安装符合6.1.3和6.1.4的规定;

　　b) 卡具应正对泄漏点，均匀夹紧;

　　c) 检测补板式卡具焊接位置的可燃气体浓度，当可燃气体浓度超标时，应检查密封的严密性，并采取强制通风措施降低可燃气体浓度;

　　d) 应测量焊接补板与管线本体连接部位的壁厚值，满足焊接要求;

　　e) 焊接作业应遵守6.1.4的规定;

　　f)焊接完成后，应将引流孔封堵。

　　6.4.4全部作业完成后，应对所有焊道采用磁粉检测或渗透检测等进行无损检测，表面应无裂纹、气孔、夹渣等焊接缺陷。

　　6.5封头式卡具修复

　　6.5.1封头式卡具修复适用于管道上带有突出物(如压力表接头、非法开孔遗留的阀门等)的抢修。

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　　6.5.2封头式卡具修复不宜作为输气管线的永久性修复，可作为输油管线的永久性修复。

　　6.5.3封头式卡具修复符合下列规定：

　　a) 封头式卡具腔体尺寸应能够容纳被修复管道上的突出物;

　　b) 安装按照6.4.3的规定执行;

　　c) 焊接完成后，应将引流孔封堵。

　　6.5.4焊接完成后，应对所有焊道采用磁粉检测或渗透检测等无损检测，表面应无裂纹、气孔、夹渣等焊接缺陷。

　　6.6对开式卡具修复

　　6.6.1对开式卡具适用于直管段、法兰、弯头等部位管道泄漏抢修。

　　6.6.2对开式卡具修复符合下列要求：

　　a) 应使用专用设备及材料;

　　b) 安装前应测量管线椭圆度，清理管线表面;

　　c) 对开式卡具安装后应持续监护，发现泄漏应重新紧固、加压;

　　d)紧固过程中，应使用软管将泄漏介质引流到作业区外;

　　e)紧固完成并检测无泄漏后应将引流孔封堵。

　　6.7柔性卡具修复

　　6.7.1柔性卡具修复是一种临时性修复方法，适用于管道弯头、变径等异形件泄漏的修复。

　　6.7.2柔性卡具修复不应直接填埋。

　　6.7.3柔性卡具安装过程中应满足产品使用说明书的要求。

　　6.7.4 紧固完成后，应检测并确保无泄漏。

　　6.8换管修复

　　6.8.1换管修复可采用停输换管和不停输换管。停输换管包括封堵、局部隔离、大放空等方法;不停输换管包括架设旁通、封堵、局部隔离等方法。

　　6.8.2换管应符合下列规定：

　　a) 应使用冷切割方式切割第一道口。

　　b) 输油管道应全程采用冷切割方式，并进行强制冷却。天然气管道使用火焰切割作业前，应进行氮气或惰性气体置换并确认管线内无可燃气体或烃类积液。

　　c)输油管道宜采取隔离囊加黄油墙等隔离措施，黄油墙距管口宜不小于300mm。

　　d) 断管后，应对管口进行清理。

　　e) 为防止隔离管段内压力积聚，应在隔离管段上开排气孔，并在动火作业过程中持续检查。

　　f)动火作业期间，持续监测可燃气体浓度，如检测到可燃气体，应停止动火作业，采取强制通风等措施，并重新确认隔离措施有效性，待检测合格后方可继续动火作业。

　　g) 更换管段强度应不低于原管道的设计要求。

　　h) 换管长度不应小于1倍管道外径，且不小于150mm。

　　i) 无损检测按7.4.2的规定执行。

　　6.8.3采用换管作业前应评估管内介质中H₂S 或FeS含量对动火作业产生的风险。

　　6.8.4 采用不停输封堵换管应符合GB/T 28055的规定。

　　6.8.5对于存在磁偏吹现象的管线，应采取消磁措施，具体要求如下：

　　a) 采用高斯计等仪器测量磁量大小;

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　　b) 测量应在管端沿圆周方向均匀读取至少4个读数，4个读数的平均值不宜超过3.0mT,且任一读数不宜超过3.5mT, 否则，应对管端进行消磁;

　　c)消磁宜采用专用消磁机，当带磁量较大时，应选用大功率消磁机。

　　6.8.6管口组对应满足如下要求：

　　a) 公称直径大于200mm的管道，管道组对时应使用外对口器;

　　b) 钢管对接时，制管焊缝之间应错开100mm以上;

　　c)管口组对的坡口型式应符合焊接工艺规程的规定;

　　d)不等壁厚对焊管端宜采用加过渡管或坡口过渡处理措施。

　　6.8.7换管作业可使用管道联接器，管道联接器的使用应符合下列规定：

　　a) 使用时应将安装区域的表面涂层清理干净，被修复管道连接区焊道应打磨至母材厚度;

　　b) 调整端部径向圆周螺栓至管道联接器与被修复管道圆周间隙均匀;

　　c)端部圆周轴向螺栓应均匀紧固;

　　d)对口管端内外尖角应倒钝;

　　e) 无损检测按7.4.1的规定执行。

　　7焊接及焊缝检测

　　7.1在役管道焊接

　　7.1.1焊前清理

　　在役管道焊接操作前，应检查并清理焊接区域，确保焊接表面均匀光滑，无起鳞、裂纹、锈皮、夹渣、油脂、油漆和其他影响焊接质量的物质。

　　7.1.2测量壁厚

　　施焊前，应使用超声波测厚仪或其他合适仪器确定焊接位置管道壁厚。管道带介质进行焊接时，其焊接位置壁厚不应小于4.8mm。

　　7.1.3管道压力要求

　　在役管道焊接时，应对焊接区域壁厚进行测量并采用公式(2)计算管道焊接允许压力。当壁厚小于6.4mm或焊接压力大于管道焊接允许压力时，进行专项风险评估并制订专项应急措施后实施。针对存在缺陷的管道，管道运行压力同时应不大于缺陷管道所能承受的最大允许操作压力。

　　……………………………………(2)

　　式中：

　　p——允许带压施焊的管道压力，单位为兆帕(MPa);

　　0s——管材的最小屈服极限，单位为兆帕(MPa);

　　t—焊接处管道实际壁厚，单位为毫米(mm);

　　c——因焊接引起的壁厚修正量(通常取3.5),单位为毫米(mm);

　　D——管道外径，单位为毫米(mm);

　　F— 安全系数(原油、成品油管道取0.6,天然气、煤气管道取0.5)。 7.1.4环境要求

　　当恶劣气候条件影响焊接质量时，应采取必要的防护措施保证焊接质量。

　　7.1.5预热及清理

　　7.1.5.1预热应符合下列规定：

　　a)预热方式可采用火焰加热或中频加热;

　　b) 对于X70及以上高强度材质的管道，宜采用中频加热，或火焰加热和中频加热相结合的形式;

　　c) 管道内部介质温度偏低或介质流速过快时，环向角焊缝的预热应采用火焰加热和中频加热相结合的形式;

　　d)若现有预热方式达不到焊接工艺规程要求，应调整管道运行参数或重新评定焊接工艺。

　　7.1.5.2预热温度应符合焊接工艺规程的要求。

　　7.1.5.3层间温度应符合焊接工艺规程的要求。当焊接作业中断时，再次焊接前应重新预热到要求的温度。

　　7.1.5.4坡口和每层焊道上的锈皮及焊渣，在下一步焊接前应清除干净。

　　7.1.6焊接顺序

　　在役管道焊接时，焊接顺序应符合GB/T 28055和GB/T 31032 的规定。

　　7.1.7其他

　　在役管道焊接还应符合下列规定：

　　a) 在役管道焊接应使用低氢焊条或低氢焊接工艺方法，焊接使用的焊材宜进行过复检;

　　b)针对φ1016mm及以上大口径管道套筒焊接，可采用自动焊或自动焊与手工焊相结合的焊接设备及工艺;

　　c)焊接环向角焊缝前，应在输送管道上焊接预堆层;

　　d)第一道预堆层焊道尽量靠近管件熔敷，避免与管件接触，若管件与输送管道之间间隙较大，可熔敷两层堆焊焊道;

　　e) 在X70及以上材质等级的管道上焊接套筒或对开三通时，宜采用回火焊道工艺。

　　7.2连头对接口焊接

　　7.2.1连头对接口焊接宜采用氩弧焊打底工艺。

　　7.2.2 针对φ1016mm及以上大口径管道，可选用气保护药芯焊丝自动焊(FCAW-G) 焊接工艺。

　　7.2.3连头对接口焊接使用的焊材宜进行过复检。

　　7.2.4 连头对接口焊接应执行相应焊接工艺规程要求。

　　7.3焊后保温

　　焊接结束后应按照焊接工艺规程要求，进行焊后缓冷和保温。

　　7.4焊缝检测

　　7.4.1在役管道焊接焊缝的检测

　　7.4.1.1 在役管道焊接焊缝应采用磁粉、渗透或超声波检测，并按SY/T 4109的规定进行验收。

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　　7.4.1.2焊道冷却24h后应对整道焊缝进行再次外观检查和无损检测。

　　7.4.2连头对接口焊缝的检测

　　7.4.2.1连头对接口焊缝焊接完成并冷却后，应进行100%射线检测及100%超声波检测，并应符合SY/T 4109的规定。对于存在凝管风险对停输时间有严格要求的管道，应合理安排作业工序并选择数字射线(DR) 等检测方法进行快速无损检测。

　　7.4.2.2 射线检测及超声波检测的合格等级应为Ⅱ级及以上。

　　7.4.2.3无损检测合格后管道可恢复生产，如检测不合格按7.5的要求进行返修。返修不合格，可采用焊接套筒进行修复。

　　7.4.2.4连头对接口焊缝焊接并检测合格24h后，应采用100%射线检测和100%超声波检测进行复检，对于已投产的输油管道应采用超声(相控阵)检测进行复检。若复检不合格，可采用焊接套筒等方法进行修复。

　　7.5缺陷的返修及返修验收

　　缺陷的返修及返修验收应符合GB/T 31032的规定，或应得到业主的书面认可并记录返修位置。

　　8防腐与标志

　　8.1应对抢修完成后的管道区域进行外防腐处理，防腐施工及质量检验符合SY/T5918的规定，防腐等级不应低于原管道防腐等级并满足管道运行的要求。

　　8.2完工后宜设置抢修标识标志桩。

　　附录A

　　(资料性)

　　管道抢修方法示意图

　　管道抢修方法示意图见图A.1～图A.9。

　　B型套筒环向角焊缝

　　需维修管道

　　侧面纵焊缝

　　图A.2B型套筒修复示意图

　　图A.3引流式补强套筒修复示意图

　　图A.4补板式引流卡具修复示意图

　　图A.5封头式卡具修复示意图

　　图A.6对开式卡具修复示意图

　　SY/T 7033—2024

　　损坏管段

　　断管

　　换管

　　损坏管段

　　环焊缝

　　图A.7 停输放空换管修复示意图

　　需维修管道

　　图A.8 不停输封堵换管修复示意图隔挡

　　需维修管道

　　图A.9 管道联接器连头示意图